sumariza carta del FMI desde la optica del sector electrico y analiza datos y objetivos

1. 1
Banco Central de la República Dominicana
Ministerio de Hacienda
Ministerio de Economía, Planificación y Desarrollo
Santo Domingo, República Dominicana
7 de Octubre de 2010
(Extracto de la carta al FMI en lo referente al Sector Eléctrico)
Sr. Dominique Strauss-Kahn
Director Gerente
Fondo Monetario Internacional
Washington DC, 20431
Distinguido Sr. Strauss-Kahn:
Políticas 2010
 Sector eléctrico. Seguimos comprometidos con la reforma del sector y con la eliminación de
subsidios indiscriminados a la electricidad, como se indica en la estrategia diseñada en
diciembre de 2009 (http://transparencia.cdeee.gob.do/wfPlanEstrategico.aspx) y los
indicadores de referencia estructurales descritos en las anteriores cartas de intención. Para
2010, nos hemos comprometido a limitar el déficit corriente del sector eléctrico (que incluye
las cuentas consolidadas de la CDEEE, las EDES, EGEHID, ETED y UERS, pero
excluyendo la inversión) a cerca de US$600 millones (1.2 por ciento del PIB), de
conformidad con el presupuesto suplementario presentado al Congreso en junio. La CDEEE
y el resto del sector continuarán sus esfuerzos para mejorar la eficiencia en el sistema
eléctrico y reducir sus costos de operación. En ese sentido, cabe destacar los esfuerzos
realizados por la actual administración de la CDEEE en la reducción importante en los gastos
administrativos de esa dependencia, durante este año, y en adición, el nombramiento, por
parte del Gobierno Dominicano, de 3 nuevos gerentes para la administración de las EDE’S,
con una amplia experiencia internacional, Además, y con sujeción a la disponibilidad de
financiamiento adecuado, el Gobierno eliminará todas las cuentas por pagar a los generadores
de electricidad privados (que previamente se habían mantenido a 45 días, de acuerdo con el
programa), reduciendo significativamente sus costos de financiamiento. Una vez que estas
operaciones se hayan concluido, la CDEEE limitará las cuentas por pagar a las empresas
generadoras de electricidad a un nivel que no requiere el pago de intereses (en efecto,
manteniendo cero días de atraso) y los criterios de ejecución de los atrasos a las generadoras

2. 2
privadas de electricidad se mantendrán en cero, pero bajo una definición de cero retraso en
los pagos (en lugar de tolerar los 45 días actuales).
Políticas 2011
 Sector eléctrico. Para 2011 tenemos previsto limitar el déficit corriente del sector eléctrico a
US$350 millones (0.6 por ciento del PIB), incluidos US$150 millones para las empresas
distribuidoras de electricidad y US$200 millones para la CDEEE (comparado con US$600
millones estimados para 2010), bajo la condición de que el costo de la electricidad consumida
por las entidades públicas prioritarias (es decir, los hospitales e instalaciones militares ["no
cortables"]) y el subsidio a los beneficiarios del programa Bonoluz (en la tarifa eléctrica
actual) se paguen con cargo al presupuesto. Se propone un nuevo criterio de ejecución
cuantitativo en el marco del programa para el déficit corriente del sector eléctrico, que refleje
estos planes. Este nivel de déficit se logrará a través de mejoras en las cobranzas, las
reducciones en el robo y una estructura flexible de tarifas (acorde con nuestros compromisos
en virtud de los indicadores de referencia estructurales establecidos durante la primera
revisión). Tenemos la intención de reducir todas las cuentas por pagar a las generadoras de
electricidad a un nivel que no requiera el pago de intereses (en efecto, cero días de atraso).
Reformas Estructurales:
 Recuperación y Mejora de Crecimiento. Aumentar el número de clientes regulados de las
empresas de distribución de electricidad (EDES) a 2,150,000 (junio de 2011).
 Red de Protección Social. Para mejorar la red de seguridad social, el Gobierno aumentará la
cobertura del programa BONOLUZ a 250,000 clientes (septiembre de 2011) y aumentará la
cobertura permanente del programa de transferencias monetarias condicionadas (Solidaridad)
para 60,000 familias adicionales, hasta llegar a 590,000 familias (diciembre de 2011).
Comentario [E.G.1]: $150MM equivale a un
déficit sólo por pérdidas igual a 1,071 Gw, cantidad
equivalente al 26% de las pérdidas ocurridas en el
2009 (calculados a un precio medio de facturación
de $0.14 kWh).
Comentario [E.G.2]: Repartiendo la reducción
de un 74% en las pérdidas entre estos 3 factores, es
de esperar una “flexibilización de la tarifa” de un
24%, lo que implicaría un aumento de la tarifa
media de venta a $0.2274 kWh, junto a una
reducción del robo de un 29% a un 25%, y un
aumento de los cobros de la energía facturada en
un 25% (lo que igual implica un 100% de
cobros/facturación y un aumento de la medición de
un 10%). Este plan es ambicioso, pero “realizable”.
Comentario [E.G.3]: Esto implica un aumento
de clientes facturados (NO necesariamiente todos
medidos) de un 60.3% u 809 mil hogares) A un
consumo medio de 100 kWh al mes, significan 971
Gw. Aun quedan sin explicar un 68.15% de las
pérdidas que hay que reducir para bajar el déficit de
4,120 Gw del 2009, a los 1,071 Gw en el 2011.
Comentario [E.G.4]: Estos representan el 31%
de los 809 mil nuevos clientes. El problema es que,
los US$20MM presupuestados para el Bonoluz,
alcanzan sólo para cubrir un consumo medio de 100
kWh de 119 mil bonohabientes ó un consumo
medio de 47.6 kWh de los 250 mil beneficiarios.

3. 3
Loimportante no es la
cantidadde beneficiarios, sino
la efectividaddel pago; es
decir, cuantos efectivamente
“usanel bonoluz para pagar, y
cuanto de esepago cubre el
consumo del beneficiario”
Loimportante no el
número de clientes, sino
que esos clientes paguen
la energía que efectiva-
menteconsumen. Esto
es imposible, si no seles
midedicho consumo
Una reducción del
75%en 1 año, parece
poco probable

4. 4
2010-2011: Reducción
del 38%. Vs 22.6% en
2009-2010
Reducción del 49.5%??
En 2010 se presupuestó
igual US$350 MM. Esto
supone un aumento de
las ventas cobradas a los
clientes de $245 (1,753
Gwmenos pérdidas =a
42.5%de las pérdidas
2009) +reducción déficit
CDEEE $89MM ó 34%
2011: Gasto Gobierno
en energía con recursos
propios = $705.5MM
+$185.3MM consumo no
cortables y ayuntamientos
+ $370MM transferencias
+ $100.5MM saldo deuda
generadores
+$50MM financiamiento
interno
2010: Gasto Gobierno en
energía con recursos
propios = $972.6MM
($267.1MM más ó 27.5%)

5. 5
E. Piso Acumulativo al Balance Corriente del Sector Eléctrico
El sector público eléctrico comprende; (i) Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales
(CDEEE); (ii) Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana (EGEHID); (iii) Empresa de
Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED); (iv) Unidad de Electrificación Rural y Suburbana
(UERS); (v) Empresas Distribuidoras de Electricidad del Norte (EDENORTE); (vi) Empresas
Distribuidoras de Electricidad del Sur (EDESUR); y (vii) Empresas Distribuidoras de Electricidad
del Este (EDESTE).
El balance global del sector eléctrico público será medida bajo la línea como el cambio en la posición
financiera neta (activos menos pasivos). La posición financiera neta del sector eléctrico público
incluye: (a) transferencias del gobierno al sector eléctrico; (b) cambios en los atrasos con las
empresas generadoras de electricidad; (c) cambios en el crédito neto del sector bancario a las
empresas del sector eléctrico; y (d) desembolsos externos al sector eléctrico. El balance corriente del
sector eléctrico público será medido como el balance global del sector eléctrico público más la
inversión de financiamiento externo en el sector eléctrico público y la inversión de financiamiento
interno programado del sector eléctrico público. Para fines del programa, a la inversión de
financiamiento interno en el sector eléctrico público, para 2011, se le aplicará un tope de US$60
millones. En caso de que la inversión de financiamiento interno en el sector eléctrico público exceda
a los US$60 millones, el monto en exceso sería considerado un déficit corriente adicional del sector
eléctrico público.
El pago de atrasos no constituye un déficit para el sector eléctrico público. En el caso de que ocurra
una liquidación de atrasos del sector eléctrico por parte del Ministerio de Hacienda, la transacción
será registrada como una transferencia neta del Ministerio de Finanzas y una reducción
correspondiente en los atrasos sin efecto alguno sobre el déficit bajo la línea del sector eléctrico
público o el Gobierno Central. Se espera que los clientes prioritarios (no cortables) y los municipios
(ayuntamientos) cubrirán sus facturas de electricidad a través del presupuesto y que todas las facturas
asociadas con Bonoluz sarán pagadas por los clientes.
Comentario [E.G.5]: Se requiere una reducción
del 42% de las pérdidas y al mismo tiempo se pone
un límite a la inversión equivalente a un 10% de las
necesidades de inversión sólo en restauración de
redes y medición.
Comentario [E.G.6]: Por dificultades técnicas
de diversas índoles (accesibilidad a las oficinas
comerciales, indisponibilidad de los sistemas de
facturación, falta de pago y fiscalización del pago
por parte de los bonohabientes, etc.) el índice de
pago de los beneficiarios es de alrededor 1/3. Hay
que recordar que de por sí hay una subdeclaración
del consumo, alto índice de pérdidas técnicas por el
mal estado de las líneas, además del “ajuste” del
20% (reducción) de la factura fija estimada, por
concepto de “apagones” esperados. El resultado
combinado es que la facturación es de en ocasiones
hasta el 55% del consumo real medido a la entrada
de los barrios PRA.

6. 6
F. Tope a la Acumulación de Atrasos de las Empresas Distribuidoras de Electricidad con las
Empresas Generadoras
El gobierno regularizará todos los atrasos internos pendientes (tal como se define en la sección I.A.,
arriba) con las generadoras de electricidad privadas, utilizando los mecanismos financieros
disponibles y se mantendrá al día con sus obligaciones. Los atrasos ante las empresas generadoras de
electricidad privadas se definen como el saldo de las facturas corrientes de ventas de energía eléctrica
a las empresas distribuidoras de electricidad, contra las cuales no se han efectuado pagos dentro de
los 45 días posteriores a la fecha de vencimiento contratada.
En caso de que el Ministerio de Finanzas cubra los pagos de atrasos en un plazo de 45 días o menos a
partir de la fecha de vencimiento contractual, estos pagos no constituirán un déficit del sector
eléctrico. La transacción se registrará como una transferencia neta del Ministerio de Hacienda al
sector de electricidad público y como una reducción correspondiente de la mora sin ningún efecto
sobre el déficit debajo de la línea del sector de electricidad o de la administración central. En este
caso el criterio de ejecución de mora será modificado y medido con cero días (es decir, no hay
retraso).

7. 7
II. Requisitos de Información
Para garantizar un monitoreo adecuado de las variables y reformas económicas, las autoridades
proporcionarán la siguiente información:
B. Mensual
 Cobranzas, pérdidas, índice de recuperación de caja y transferencias del Gobierno Central al
sector energético, conforme a las siguientes definiciones: Índice de cobranzas: se define
como la relación entre las facturas eléctricas efectivamente pagadas (cobradas) y las facturas
de electricidad emitidas por las distribuidoras de electricidad en un período dado. Índice de
pérdidas: se define como la relación entre las pérdidas de electricidad y la electricidad
adquirida por los distribuidores de electricidad en un período dado. La electricidad perdida
es la diferencia entre la electricidad facturada y la electricidad adquirida. Transferencias del
Gobierno Central al sector energético: es la totalidad de las transferencias del Gobierno
Central al sector energético, incluidas las subvenciones remanentes del PRA, FETE (Fondo
de Estabilización de la Tarifa Eléctrica) y las transferencias a las compañías de electricidad,
así como todos los pagos relacionados con Bono Luz. Sobre una base mensual (y con un
retraso máximo de 21 días), la CDEEE proporcionará información sobre los atrasos del mes
pasado inmediato que la CDEEE y otros distribuidores acumulan con las compañías
generadoras por concepto de adquisiciones de energía y tarifas de transmisión.
 Crédito neto mensual del sector bancario a las empresas del sector eléctrico público.
 Inversión mensual en el sector eléctrico público, especificando el total de inversión de
financiamiento interno y de financiamiento externo.
 Precio de cada tipo de combustible, tal como esté fijado en los contratos para la adquisición
de electricidad por cada distribuidor y la CDEEE de cada productor, durante los próximos 6
meses en el caso del carbón y 3 meses para otros combustibles.
 Adquisiciones de electricidad provenientes de cada generadora por cada una de las tres
distribuidoras y la CDEEE. Esto incluye la cantidad de energía adquirida (en KwH) y el
precio por unidad de cada combustible cargado por tipo de combustible y la cantidad
utilizada en la generación de electricidad. De modo adicional, se deberá reportar la cantidad y
el precio por unidad de electricidad adquirida por cada distribuidor y la CDEEE en el
mercado al contado (spot).
C. Trimestral
 Saldo de la deuda interna del sector público, incluyendo la deuda del sector público en el
sector energético.